光伏电站购售电合同.pdf

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1、光伏电站购售电合同（示范文本）购 售 电 合 同 本购售电合同（以下简称本合同）由下列双方签署：购电人：，系一家电网经营企业，在 工商行政管理局登记注册，已取得输/供电类电力业务许可证（许可证编号：），税务登记号：，住所：，法定代表人：。售电人：，系一家具有法人资格的发电企业，在 工商行政管理局登记注册，已取得本合同所指光伏电站（阵列）（以下 简 称 光 伏 电 站）发 电 类 电 力 业 务 许 可 证（许 可 证 编号：）1，税务登记号：，住所：，法定代表人：。双方提供联络通信及开户银行信息如下：购电人名称：售电人名称：鉴于：（1）售电人在 拥有/兴建 并/并将经营管理总装机容量为 1 首

2、次签订并网调度协议可暂不填写许可证，按照国家能源局规定属于豁免许可范围的发电项目不必填写。1 兆瓦（MWp）的 光伏电站（以下简称光伏电站）。售电人在 拥有并经营管理总装机容量为 兆瓦（MWp），本合同为 期 兆瓦（MWp）的光伏发电站。（2）光伏电站已/将并入购电人经营管理的电网运行。双方根据 中华人民共和国电力法、中华人民共和国可再生能源法、电网调度管理条例以及国家其他有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，经协商一致，签订本合同。2 第 1 章 定 义 和 解 释 1.1 本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：1.1.1 光伏电站：指位于 由售电人拥有/兴建2，并/并将经营

3、管理的一座总装机容量为 兆瓦（电站技术参数详见附件一，光伏电池阵列地理分布图详见附件二）3的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施；本合同为 期 兆瓦，装机容量为 兆瓦的发电设备以及延伸至产权分界点的全部辅助设备。1.1.2 年实际上网电量：指售电人每年在计量点输送给购电人的电量。电量的计量单位为兆瓦时（MWh）。1.1.3 年（月）累计购电量：指本合同第 4.1 款规定的购电量的全年（月）累计。1.1.4 购电人原因：指由于购电人的要求或责任。包括因购电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。1.1.5 售电人原因：指由于售电人的要求或责任。包括因售电 2 示范文

4、本中符号“/”表示其左右波浪线上的内容供双方当事人根据实际情况选择。3 如果机组核定容量与其铭牌容量不符，则以经有关部门认定的核定容量为准，下同。3 人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。1.1.6 计量点：指附件三所示的安装电能计量装置的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点；不能在双方产权分界点安装电能计量装置的，由双方协商确定安装位置。1.1.7 紧急情况：指电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超过规定值、主干线路、断面功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积

5、停电等运行情况。1.1.8 技术参数：指附件一所述的电力设施（包括光伏电站设备和并网设施）的技术限制条件。1.1.9 发电功率申报曲线：指光伏电站在发电功率预测的基础上，向电网调度机构申报的发电计划建议曲线。1.1.10 工作日：指除法定节假日4以外的公历日。如约定支付日不是工作日，则支付日顺延至下一工作日。1.1.11 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及 4 此处法定节假日包括双休日。4 核辐射、战争、瘟疫、骚乱等5。1.2 解释。1.2.1 本合同中的标题仅为阅读

6、方便，不应以任何方式影响对本合同的解释。1.2.2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。1.2.3 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。1.2.4 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。1.2.5 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于。5 此处列举了一些典型的不可抗力，双方可根据当地实际情况选择适用。5 第 2 章 双 方 陈 述 任何一方在此向对方陈述如下：2.1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本合同。2.2 本方签署和履行本合同

7、所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证6等）均已办妥并合法有效。2.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。2.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本合同的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本合同生效后即对合同双方具有法律约束力。6 适用于采用特许权招标方式的光伏电站，下同。6 第 3 章 合同双方的义务 3.1 购电人的义务包括：3.1.1 按照本合同的约定购买售电人光伏电站的电能。3.1.2 遵守双方签署的并网调度协议，按照国家标准、行业标准运行、

8、维护有关输变电设施，维护电力系统安全、优质、经济运行。3.1.3 按照国家有关规定，公开、公正、公平地实施电力调度及信息披露，为履行本合同提供有关用电负荷、备用容量、输变电设施运行状况等信息。3.1.4 依据国家有关规定或双方约定，向售电人提供启动光伏电站电池阵列及其他必需的电力。3.2 售电人的义务包括：3.2.1 按照本合同的约定向购电人出售符合国家标准和行业标准的电能。3.2.2 遵守双方签署的并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、行业标准及调度规程运行和维护光伏电站，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。3.2.3

9、按月向购电人提供光伏电站可靠性指标和设备运行情况，及时提供设备缺陷情况，定期提供光伏电站检修计划，严格执 7 行经购电人统筹安排、平衡并经双方协商确定的电池阵列及公用系统检修计划。3.2.4 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户的供电业务。8 第 4 章 电 力 电 量 购 销 4.1 上网电量。上网电量依据可再生能源法全额保障性收购。4.2 当电网能够全额消纳光电时，电网调度机构根据光伏电站发电功率申报曲线下发调度计划曲线。4.3 当电网输送能力不足或其他电源没有富裕的调峰、调频能力，无法满足光伏发电时，电网调度机构根据输送能力或调峰能力空间制定下发调度计划曲线，光伏电站应严格执行电网下达

10、的调度计划曲线。实际发电能力可能超出电网调度机构下达的调度计划曲线，应报告电网调度机构，由调度机构根据实际运行情况确定。9 第 5 章 上 网 电 价 5.1 上网电价 经政府价格主管部门批准或按照政府价格主管部门的规定，光伏上网电价为：元/（MWh）。其中，购电人结算电价即经政府价格主管部门批准或确认的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价为：元/（MWh）；可再生能源补贴为：元/（MWh）。5.2 电价调整 合同期内，如遇国家价格主管部门调整上网电价，按调整后电价标准执行。10 第 6 章 电 能 计 量 6.1 计量点。光伏电站上网电量和用网电量计量点设置在以下各点（详见附件三）：（1）；（2）；

11、（3）。6.2 电能计量装置及相关设备。6.2.1 电能计量装置包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及二次回路、电能计量柜/箱等。电能量远方终端是指具有接收电能表输出的数据信息，并进行采集、处理、分时存储、长时间保存和远方传输等功能的设备。电能量主站管理系统是指能够实现对远方数据进行自动采集、分时存储、统计、分析的系统。6.2.2 电能计量装置按照电能计量装置技术管理规程（DLT 4482000）进行配置。在电压互感器二次回路中不得装设隔离开关辅助接点，不得接入任何形式的电压补偿装置。6.2.3 电能表采用静止式三相四线多功能电能表，原则上按主副表配置，准确精度为 0.2S，交流电测量设备

12、 特殊要求 第 22部分：静止式有功电能表（0.2S 级和 0.5S 级）（GB/T 17215.322 11 2008）和多功能电能表（DL/T 6142007）要求。电能表配有不少于两个标准通信接口，具备数据本地通信和（或通过电能量远方终端）远传的功能，并接入购电人电能量主站管理系统。具有负荷曲线、零点冻结、失压记录和失压计时、接受对时命令、失压断电等事件记录功能，对于影响计量的电表事件，应能够以计量数据质量码的形式随计量数据上传至电能量远方终端和购电人电能量主站管理系统。具有辅助电源，且辅助电源优先供电。电能量远方终端的技术性能应满足 电能量远方终端（DL/T 7432001）的要求，支

13、持运动设备及系统 第 5 部分：传输规约 第102 篇：电力系统电能累计量传输配套标准（DL/T 7192000）通信协议，能够采集电表中负荷曲线、零点冻结值、告警事件等电表中形成的数据，并传送至主站和当地监控系统；具有接受唯一主站对时命令功能，能够给电能表发布对时命令。支持双平面网络通信方式，支持拨号通信方式，可至少同时与两个电能量主站管理系统通信；兼容性好；具有足够的安全防范措施，防止非授权人进入。如果电能表的功能不能完全满足本款要求，则电能量远方终端必须具备电能表欠缺的功能。6.2.4 电能计量装置由售电人或购电人负责在光伏电站并网前按要求安装完毕，并结合电能数据采集终端与电能量主站管理

14、系统进行通道、规约和系统调试。电能计量装置投运前，由合同双方依据电能计量装置技术管理规程（DLT 4482000）的要求进 12 行竣工验收。业已运行的电能计量装置，参照本款要求，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定；对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。6.2.5 在同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。6.2.6 在计量上网电量和用网电量的同一计量点，应安装计量上网电量和用网电量的电能表，电能表应满足第 6.2.3 款的要求。6.2.7 电能计量装置由经国家计

15、量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。若一方提出技术改造，改造方案需经另一方同意且在双方到场的情况下方可实施，并须按第 6.2.4 款要求通过竣工验收后方可投入使用。6.2.8 分布式光伏发电应安装具有双向计量功能的计量表计，分别计量上网电量和用网电量。6.3 上网、用网电能计量装置原则上按照产权分界点或按照双方约定付费购买，其安装、调试和日常管理和维护由双方约定。6.4 电能计量装置的检验。6.4.1 电能计量装置的故障排查和定期检验，由经国家计量管 13 理部门认可、双方确认

16、的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担（或由供用电合同约定）。6.4.2 任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期检验以外的检验或测试，检验或测试由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构进行。若经过检验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担（或由供用电合同约定）。若不超差，则由提出检验的一方承担。6.5 计量异常处理。合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问

17、题，尽快恢复正常计量。正常情况下，结算电量以贸易结算计量点主表数据为依据；若主表出现异常，则以副表数据为准。如果贸易结算计量点主、副表均异常，则按对方主表数据确定；对方主表异常，则按对方副表数据为准。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。14 第 7 章 电 量 计 算 7.1 上网电量或用网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算。双方以计量点计费电能表月末最后一天北京时间 24:00 时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。用网电量计量事项由供用电合同约定时，遵循供用电合同的约定。7.2 结算电量数据的抄录 7.2.1

18、 正常情况下，合同双方以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。7.2.2 现场抄录结算电量数据。在购电人电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定第 7.1 条所指 24:00 时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。7.2.3 远方采集结算电量数据。在购电人电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，或双方电能量主站管理系统采集的数据不一致，或售电人未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。7.3 电量计算 7.3.1 上网电量

19、上网电量为光伏电站向购电人送电、按第 6.1 条计量点抄见的 15 所有输出电量（正向）的累计值，上网电量的抄录和确认应当在次月 5 日前完成。因购电人穿越功率引起的光伏电站联络变压器损耗由购电人承担。7.3.2 用网电量 用网电量为光伏电站启动调试阶段或发电量无法满足自身用电需求时，电网向光伏电站送电的电量。用网电量为按第 6.1 条计量点抄见的所有输入电量（反向）和所有启备变压器输入电量的累计值（或由供用电合同约定）。7.4 上网电量和用网电量分别结算，不能互相抵扣。16 第 8 章 电费结算和支付 8.1 电费计算 8.1.1 电费以人民币结算，电费确认应当在电量结算确认后 5个工作日内

20、完成。8.1.2 上网电费按以下公式计算：上网电费上网电量对应的上网电价（含税）其中，购电人承担的上网电费=上网电量对应的结算电价（含税），此处结算电价为当地燃煤火电脱硫标杆上网电价或政府价管部门认可的结算价格。由可再生能源发展基金承担的上网电费=累计购电量上网电价 元/（MWh）购电人结算电价 元/（MWh）8.2 电费结算 8.2.1 双方按第 7.2 条完成抄表后，按照双方约定，售电人向购电人报送上网电量。购电人按月填制电费结算单，售电人确认并根据电费结算单开具增值税发票。8.2.2 售电人根据购电人确认的 电费结算单、开具增值税发票，并送交给购电人。购电人收到正确的电量结算单、电费结算

21、单和增值税发票原件后，分两次付清该期上网电费：上网电费确认的 5 个工作日内，支付该期上网电费的50%；上网电费确认的15 个工作日内，付清该期上网电费剩余的 50%。17 若购电人因故不能按照约定的期限付清上网电费，自逾期之日起，每日按照缓付部分的 0.30.5加收违约金。经双方协商，本合同具体约定每日按照缓付部分的 加收违约金。逾期天数从第二次支付截止日的下一日开始计算。8.2.3 可再生能源发展基金承担的上网电费部分按照国家法律法规和相关规定执行。8.3 计量差错调整的电费支付 根据本合同第 6.5 条约定，由于计量差错，购电人需向售电人增加支付款项或售电人需向购电人退还款项的，由合同双

22、方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。8.4 用网电费的支付 用网电费的支付根据本合同第 7.3.2 款计算的光伏电站用网电量，按国家价格有关部门电网目录电价核算电费，光伏电站应在下一个月内支付。光伏电站与当地供电企业另行签订供用电合同的，应按照该合同的约定支付用网电费。8.5 违约金、补偿金的年度清算 对于没有按月结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年 1月底以前完成上一年度的清算工作。8.6 付款方式 任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方在本合同中提供的银行账户，或选择中国人民银行规定的结算 18 方式支付相应款项。当收款方书面通知另一方变更开户银行或账号时，汇

23、入变更后的银行账户。收款方增值税专用发票上注明的银行账户应与本合同提供的或书面变更后的相同。8.7 资料与记录 双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。19 第 9 章 不 可 抗 力 9.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：（1）免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要；（2）受不可抗力影响的一方应继续履行本合同项下未受不可抗力影响的其他义务，包括所有到期付款的义务；（3）一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。9.2 若任何一方因不可抗力而不

24、能履行本合同，则该方应立即告知另一方，并在 3 日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通信中断，则自通讯恢复之日）起 30 日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。9.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力的影响。如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而

25、扩大的损失。20 9.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过 日，双方应协商决定继续履行本合同的条件或终止本合同。如果自不可抗力发生后 日，双方不能就继续履行合同的条件或终止本合同达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除合同，本合同另有规定除外。9.5 因政府行为、法律变更或电力市场发生较大变化，导致售电人或购电人不能完成本合同项下的售、购电义务，双方应本着公平合理的原则尽快协商解决。必要时，适当修改本合同。21 第 10 章 违 约 责 任 10.1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿因违约造成的经济损失。10.2 除本合同其他各章约定以外，双方约定购电人应当承担

26、的违约责任还包括：。10.3 除本合同其他各章约定以外，双方约定售电人应当承担的违约责任还包括：。10.4 一旦发生违约行为，非违约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本合同的约定支付违约金的书面通知。违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本合同的约定确认违约行为、支付违约金或赔偿另一方的损失。10.5 在本合同规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可要求对方承担违约责任。22 第 11 章 合同的生效和期限 11.1 光伏电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效；若属于特许权招标的项目，该项目特许

27、权协议已生效。已签署并网调度协议。11.2 本合同在 11.1 前提下，经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。11.3 本合同期限，自 年 月 日至 年 月 日止。11.4 在本合同期满前 个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈。23 第 12 章 适 用 法 律 12.1 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。24 第 13 章 合同变更、转让和终止 13.1 本合同的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第 11.1 及 11.2 条。13.2 售电人和购电人明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本合同项下所有或部分的权利或

28、义务。13.3 在本合同的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：（1）国家有关法律、法规、规章以及政策变动；（2）国家能源管理机构颁布实施有关规则、办法、规定等；（3）双方约定的其他情形 。13.4 合同解除 如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知 日后终止本合同：（1）一方破产、清算或被吊销营业执照；（2）一方电力业务许可证被撤销、撤回、吊销、注销，或光伏电站首次并网后未在能源监管机构规定时间内取得电力业务许可证；（3）一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本合同项下的所有义务；（4）双方签订的并网调度协

29、议终止；25（5）由于售电人原因，光伏电站持续 日不能按照本合同安全发送电；（6）由于购电人原因，购电人持续 日未能按照本合同正常接受电力电量；（7）双方约定的其他解除合同的事项：。26 第 14 章 争 议 的 解 决 14.1 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请能源监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第 条处理7：（1）双方同意提请 仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。7 仅可择一。27 第 15 章 其 他 15.1 保密 双方保证对从另一方取得且无法自公

30、开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。15.2 合同附件8 附件一：光伏电站技术参数（略）附件二：电站光伏电池阵列地理分布图示（略）附件三：电站主接线图及计量点图示（略）本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同具有同等法律效力。当合同正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按合同目的协商确定。15.3 合同全部 本合同及其附件构成双方就本合同标的达成的全

31、部协议，并且取代所有双方在此之前就本合同所进行的任何讨论、谈判、协议和合同。8 实际签订合同时，附件应完整、准确、清楚，不得省略。28 15.4 通知与送达 任何与本合同有关的通知、文件和合规的帐单等均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出并被接收，即视为送达。所有通知、文件和合规的帐单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、帐单、资料或文件等应发往本合同提供的地址。当该方书面通知另一方变更地址时，发往变更后的地址。15.5 双方约定的其他事项：15.6 文本 本合同共 页，一式 份，双方各执 份，分别送 能源监管局/办9备案。购电人（盖章

32、）：售电人（盖章）：签字日期：年 月 日 签字日期：年 月 日 9 指国家能源监管机构设在光伏电站所在地区的相应分支机构。29 早期历史 早在 1839 年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏特效应”，简称“光伏效应”。1954 年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。20 世纪 70 年代后，随着现代工业的发展，全球能源危机和大气污染问题日益突出，传统的燃料能源正在一天天减少，对环境造成的危害日益突出，同时全球约有 20 亿人得不到

33、正常的能源供应。这个时候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。太阳能以其独有的优势而成为人们重视的焦点。丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达 800 兆瓦时，假如把地球表面 0.1%的太阳能转为电能，转变率 5%，每年发电量可达 5.61012 千瓦小时，相当于世界 30 上能耗的 40 倍。正是由于太阳能的这些独特优势，20 世纪 80 年代后，太阳能电池的种类不断增多、应用范围日益广阔、市场规模也逐步扩大。20 世纪 90 年代后，光伏发电快速发展，

34、到 2006 年，世界上已经建成了10 多座兆瓦级光伏发电系统，6 个兆瓦级的联网光伏电站。美国是最早制定光伏发电的发展规划的国家。1997 年又提出“百万屋顶”计划。日本 1992 年启动了新阳光计划，到 2003 年日本光伏组件生产占世界的 50%，世界前 10 大厂商有 4 家在日本。而德国新可再生能源法规定了光伏发电上网电价，大大推动了光伏市场和产业发展，使德国成为继日本之后世界光伏发电发展最快的国家。瑞士、法国、意大利、西班牙、芬兰等国，也纷纷制定光伏发展计划，并投巨资进行技术开发和加速工业化进程。世界光伏组件在 1990 年2005 年年平均增长率约 15%。20 世纪 90 年代后期，发展更加迅速，1999 年光伏组件生产达到 200 兆瓦。商品化电池效率从 10%13%提高到 13%15%，生产规模从 15 兆瓦/年发展到 525 兆瓦/年，并正在向 50 兆瓦甚至 100 兆瓦扩大。光伏组件的生产成本降到 3 美元/瓦以下。